NO133370B

NO133370B -

Info

Publication number: NO133370B
Application number: NO3421/72A
Authority: NO
Inventors: J K Heilhecker; Jr L H Robinson
Original assignee: Exxon Production Research Co
Priority date: 1971-12-20
Filing date: 1972-09-25
Publication date: 1976-01-12
Also published as: FR2164609A1; NO133370C; FR2164609B1; BR7208397D0; AU4603172A; BE792983A; NL7212616A; AU459404B2; DE2249671B2; DE2249671A1; JPS4870152A; GB1399938A; DE2249671C3; CA962630A

Abstract

Fremgangsmåte til å fjerne borepartikler fra en borevæske, og anordning til fremgangsmåtens ut-førelse.A method of removing drilling particles from a drilling fluid, and an apparatus for carrying out the method.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår behandling av en borevæske som sirkuleres i et borehull. Oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte til slik behandling, og en anordning til fremgangsmåtens utførelse. Ved behandlingen skal utborede faste partikler i en borevæske som benyttes under en bore-operasjon og er ført opp til overflaten fra borehullet, skilles ut fra borevæsken, samtidig med at vektøkende materiale føres tilbake til borevæsken for ny sirkulasjon i borehullet. The present invention relates to the treatment of a drilling fluid that is circulated in a borehole. The invention relates to a method for such treatment, and a device for carrying out the method. During the treatment, drilled out solid particles in a drilling fluid that is used during a drilling operation and has been brought up to the surface from the borehole must be separated from the drilling fluid, at the same time that weight-increasing material is returned to the drilling fluid for new circulation in the borehole.

Under boring av oljebrønner, gassbrønner og lignende ved hjelp av roterende bor sirkuleres en borevæske kon-tinuerlig fra overflaten gjennom borestrengen og returneres til overflaten. Borevæsken har en rekke funksjoner såsom kjøling og smøring av borskjæret, og danne en filterkake på borehullveggen, å fjerne utborede faste partikler fra borehullet, samt styre formasjonstrykket. For at borevæsken skal kunne utføre disse funksjoner må dens viskositet, spesifikk vekt og filtertap-karakteristikk, såvel som andre egenskaper holdes innen akseptable grenser. Et hovedproblem ved slikt vedlikehold av borevæsken er å regulere konsentrasjonen av utborede partikler i væsken. Utborede partikler kommer inn i den sirkulerende, væske som spon fra borskjæret eller som andre løsrevne partikler. Dersom disse får anledning til å samle seg i systemet, vil de ødelegge mange av borevæskens egenskaper. Det er f.eks. kjent at partikler øker viskositeten og den spesifikke vekt av væsken, reduserer dens bærekapasitet, gir dårlig kvalitet på filterkaken og skader boreutstyret. During drilling of oil wells, gas wells and the like using rotary drills, a drilling fluid is continuously circulated from the surface through the drill string and returned to the surface. The drilling fluid has a number of functions such as cooling and lubricating the drill cutting, and forming a filter cake on the borehole wall, removing drilled out solid particles from the borehole, as well as controlling the formation pressure. In order for the drilling fluid to be able to perform these functions, its viscosity, specific gravity and filter loss characteristics, as well as other properties, must be kept within acceptable limits. A main problem with such maintenance of the drilling fluid is regulating the concentration of drilled particles in the fluid. Drilled-out particles enter the circulating liquid as chips from the drill cutting or as other detached particles. If these are allowed to collect in the system, they will destroy many of the drilling fluid's properties. It is e.g. particles are known to increase the viscosity and specific gravity of the fluid, reduce its carrying capacity, give poor filter cake quality and damage the drilling equipment.

Formålet med foreliggende oppfinnelse er å komme frem til en fremgangsmåte og en anordning som gjør det mulig å fjerne utborede partikler fra en borevæske som sirkuleres i en brønn og som inneholder vektøkende materiale med større tetthet og ér finere fordelt enn ialfall en del av de utborede faste stoffer. I motsetning til kjent behandlings-teknikk som normalt benyttes kun etter at partikkelinnholdet har nådd et uønsket nivå, kan foreliggende oppfinnelse anvendes på et tidlig stadium i boreoperasjonen for å fore-bygge oppsamling av utborede partikler i væskesystemet. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen opphever mange av The purpose of the present invention is to come up with a method and a device that makes it possible to remove drilled particles from a drilling fluid that is circulated in a well and that contains weight-increasing material with greater density and is more finely distributed than at least part of the drilled solids substances. In contrast to known treatment techniques which are normally only used after the particle content has reached an undesirable level, the present invention can be used at an early stage in the drilling operation to prevent collection of drilled particles in the fluid system. The method according to the invention eliminates many of

de ulemper som er forbundet med tidligere kjent teknikk. Særlig gjør fremgangsmåten det mulig å gjenvinne praktisk talt alt det vektøkende materiale, såvel som andre verdifulle tilsatsstoffer, og fremgangsmåten kan benyttes for å behandle hele fluidumstrømmen, den reduserer mengden av utborede partikler som returneres til væskesystemet og den kan benyttes til behandling av enhver type borehullvæske omfattende vannbaserte, oljebaserte eller emulsjonsbaserte væsker. the disadvantages associated with prior art. In particular, the method makes it possible to recover practically all the weight increasing material, as well as other valuable additives, and the method can be used to treat the entire fluid stream, it reduces the amount of drilled particles returned to the fluid system and it can be used to treat any type of wellbore fluid including water-based, oil-based or emulsion-based fluids.

I korthet går fremgangsmåten ut på at man siler In short, the procedure involves straining

en borevæske som inneholder et partikkelformet, vektøkende materiale og utborede partikler i en første sil, at den borevæske som passerer den første sil deretter sentrifugeres og at den væske som danner overstrømmen fra sentrifugen føres tilbake til borevæsken som sirkulerer i borehullet, mens understrømmen fra sentrifugen underkastes en ytterligere siling for å skille ut borepartikler. Den annen sil er betraktelig finere enn den første sil, slik at en del av de utborede partikler som passerer den første sil skilles ut av den annen sil. Forsøk har vist at det meste av det vektøkende materiale passerer begge siler og kan føres tilbake til borevæsken, mens betraktelige mengder av utborede partikler skilles ut ved de to silinger og kan fjernes. a drilling fluid containing a particulate, weight-increasing material and drilled out particles in a first sieve, that the drilling fluid that passes the first sieve is then centrifuged and that the fluid that forms the overflow from the centrifuge is returned to the drilling fluid circulating in the borehole, while the underflow from the centrifuge is subjected a further screening to separate out drilling particles. The second sieve is considerably finer than the first sieve, so that part of the drilled out particles that pass the first sieve are separated out by the second sieve. Experiments have shown that most of the weight-increasing material passes through both sieves and can be fed back to the drilling fluid, while considerable quantities of drilled out particles are separated by the two sieves and can be removed.

Sentrifugalseparatoren kan være bygget opp med sentrifugeanordninger som vanligvis benyttes for behandling av borevæske, men kan godt være en eller flere hydrosykloner som er istand til å klassifisere og separere det meste av sandpartiklene, dvs. partikler større enn 0,074 mm. The centrifugal separator may be built up with centrifuge devices that are usually used for treating drilling fluid, but may well be one or more hydrocyclones that are capable of classifying and separating most of the sand particles, i.e. particles larger than 0.074 mm.

Maskestørrelsen for silene vil avhenge av en rekke faktorer, såsom størrelsesfordelingen av de utborede partikler, kapasiteten og effektiviteten av den type sil som anvendes, samt egenskapene ved den væske som siles. Silstørrelse eller åpningsstørrelse som benyttes i det følgende viser til størrelsen av åpningene i silen. Det benyttes forskjellige standarder for å spesifisere silstørrelser, såsom Tyler Standard, U,S. Standard, British Standard, Institution of Mining and Metallurgy Standard. Skjønt enhver av disse sil-betegnelser kan benyttes, er de silstørrelser som nevnes i The mesh size for the sieves will depend on a number of factors, such as the size distribution of the drilled out particles, the capacity and efficiency of the type of sieve used, as well as the properties of the liquid being sieved. Sieve size or opening size used in the following refers to the size of the openings in the sieve. Different standards are used to specify sieve sizes, such as Tyler Standard, U,S. Standard, British Standard, Institution of Mining and Metallurgy Standard. Although any of these sieve designations can be used, the sieve sizes mentioned in

det følgende basert på U.S. Standard Sieve Series. the following based on the U.S. Standard Sieve Series.

Åpningsstørrelsen på den første sil må være tilstrekkelig stor til å slippe gjennom hele væskestrømmen som strømmer med sirkulasjonshastighet. Dette krever vanligvis en maskestørrelse på mellom 10 og 100. Den annen sil må være betraktelig finere enn den første sil og den må være tilstrekkelig fin til å sikte ut ytterligere utborede partikler, og bør normalt ha en maskestørrelse på ca. 100 eller finere, f.eks. mellom 100 og 325. The opening size of the first sieve must be sufficiently large to pass through the entire liquid stream flowing at circulation speed. This usually requires a mesh size of between 10 and 100. The second sieve must be considerably finer than the first sieve and it must be sufficiently fine to screen out further excavated particles, and should normally have a mesh size of approx. 100 or finer, e.g. between 100 and 325.

Oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i kravene gjen-gitte trekk, og vil 1 det følgende bli beskrevet nærmere The invention is characterized by the features set out in the claims, and will be described in more detail below

under henvisning til tegningene, der : with reference to the drawings, where:

Fig. 1 er et strømningsdiagram for fremgangsmåten Fig. 1 is a flow diagram of the method

i henhold til oppfinnelsen, og according to the invention, and

flg. 2 viser skjematisk en utførelsesform for en anordning i henhold til oppfinnelsen. Fig. 2 schematically shows an embodiment of a device according to the invention.

Et av de mest kostbare trekk ved behandling av borevæske er å motvirke effekten av utborede partikler på borevæskens egenskaper. Utborede partikler føres normalt inn i borevæsken som relativt store partikler, men på grunn av mekan-iske og kjemiske effekter, deles disse partikler opp til små partikler på størrelse med silt eller leirepartikler. Slike små partikler kan ikke fjernes ved vanlige borevæskesiler, f.eks. "shale shaker", og dersom de tillates å akkumulere i systemet vil de nå en konsentrasjon hvor væskens egenskaper uheldig påvirkes. For å overvinne disse uheldige påvirkninger, må borevæsken normalt behandles for å fjerne de faste stoffer. Å fjerne disse partikler er komplisert når borevæsker med vektøkende materiale benyttes på grunn av tilstedeværelsen av barytt eller annet vektøkende materiale i borevæskesysternet. Disse materialer vil ofte representere den overveiende del One of the most expensive features of drilling fluid treatment is to counteract the effect of drilled particles on the properties of the drilling fluid. Drilled-out particles are normally fed into the drilling fluid as relatively large particles, but due to mechanical and chemical effects, these particles are broken up into small particles the size of silt or clay particles. Such small particles cannot be removed by ordinary drilling fluid screens, e.g. "shale shaker", and if they are allowed to accumulate in the system, they will reach a concentration where the fluid's properties are adversely affected. To overcome these adverse effects, the drilling fluid must normally be treated to remove the solids. Removing these particles is complicated when drilling fluids with weight-increasing material are used due to the presence of barite or other weight-increasing material in the drilling fluid system. These materials will often represent the predominant part

av systemets kostnad. Ideelt bør man kunne fjerne partikler uten nevneverdig tap av vektmateriale eller andre verdifulle tilsatsmaterialer. of the system's cost. Ideally, one should be able to remove particles without significant loss of weight material or other valuable additive materials.

Vektøkende væsker av vannbasert type som benyttes i boreoperasjoner består vanligvis av en vandig sus-pensjon av tre typer av faste stoffer med forskjelliga par-tikkelstørrelser. Disse stoffer omfatter reaktive leirer, såsom bentonit,. et vektøkende materiale, såsom barytt og utborede partikler. Bentonit er hovedkomponenten som benyttes for å gi den ønskede viskositet i en vannbasert væske og har en partikkelstørrelse på mindre enn 1/1000 mm. Barytt benyttes for å gi borevæsken den ønskede vekt og har i henhold til American Petroleum Institute's spesifikasjon en partikkelstørrelse på mellom 0 og 0, 2 mm, hvor minst 97 vektprosent passerer en sil med maskestørrelse 200. I en barytt av god kvalitet vil det meste av partiklene ha en størrelse på mellom 0,002 og 0,06 mm. Partikkelstørrelsen av de utborede partikler vil variere innen et bredt område avhengig av typen av borskjær som benyttes, den jordformasjon som det bores i, samt graden av mekanisk og kjemisk nedbrytning som har funnet sted. ' Partikler så små som 1/1000 mm og så store som flere mm er ikke uvanlige. De utborede partikler og bentoniten har en spesifikk vekt på ca. 2,6, mens barytt har en spesifikk vekt på ca. 4,2. Derved fremgår at tettheten av borevæsken hovedsakelig skyldes tilstedeværelsen av barytt. Det bemerkes at barytt også benyttes som vektøkende materiale for andre typer av borevæsker, såsom polymeriske vannbaserte væsker, oljebaserte væsker og emulsjonsvæsker. Weight-increasing fluids of the water-based type used in drilling operations usually consist of an aqueous suspension of three types of solids with different particle sizes. These substances include reactive clays, such as bentonite. a weight-increasing material, such as barite and drilled particles. Bentonite is the main component used to give the desired viscosity in a water-based liquid and has a particle size of less than 1/1000 mm. Baryte is used to give the drilling fluid the desired weight and, according to the American Petroleum Institute's specification, has a particle size of between 0 and 0.2 mm, where at least 97 percent by weight passes a sieve with mesh size 200. In a good quality baryte, most of the particles have a size of between 0.002 and 0.06 mm. The particle size of the drilled particles will vary within a wide range depending on the type of drill bits used, the soil formation in which it is drilled, as well as the degree of mechanical and chemical degradation that has taken place. ' Particles as small as 1/1000 mm and as large as several mm are not unusual. The drilled out particles and the bentonite have a specific weight of approx. 2.6, while baryte has a specific weight of approx. 4.2. This shows that the density of the drilling fluid is mainly due to the presence of barite. It is noted that baryte is also used as a weight-increasing material for other types of drilling fluids, such as polymeric water-based fluids, oil-based fluids and emulsion fluids.

De faste stoffer i en borevæske kan også klassifiseres i henhold til partikkelstørrelsen. Partikler større enn 74/1000 mm klassifiseres som sand, partikler mellom 2 The solids in a drilling fluid can also be classified according to particle size. Particles larger than 74/1000 mm are classified as sand, particles between 2

og 74/1000 mm som silt, og partikler mindre enn 2/1000 mm som leire. Dersom denne klassifisering anvendes på de tre typer av faste stoffer som ovenfor er nevnt, består barytt hovedsakelig av silte partikler, bentonit av leirpartikler og fut-borede partikler av en blanding av alle tre typer. Således ser man at størrelsesfordelingen av de utborede partikler overlapper området for bentonit og barytt. På grunn av dette overlappende forhold, er det umulig å fjerne alle uønskede utborede partikler og på samme tid gjenvinne alle de verdifulle komponenter. I praksis forsøker man gjerne å fjerne så mye som mulig av de utborede partikler, uten å tape nevne- and 74/1000 mm as silt, and particles smaller than 2/1000 mm as clay. If this classification is applied to the three types of solids mentioned above, barite consists mainly of silted particles, bentonite of clay particles and fut-drilled particles of a mixture of all three types. Thus, it can be seen that the size distribution of the excavated particles overlaps the area for bentonite and barite. Because of this overlapping relationship, it is impossible to remove all unwanted drilled particles and at the same time recover all the valuable components. In practice, one often tries to remove as much as possible of the drilled particles, without losing mention-

verdige mengder av de verdifulle komponenter. Kjent teknikk som vanligvis benyttes for å fjerne partikler fra tunge borevæsker er ikke særlig vellykket i denne henseende på grunn av at betraktelige mengder av verdifulle væskekompo-nenter og tilsatsstoffer tapes. worthy quantities of the valuable components. Known techniques which are usually used to remove particles from heavy drilling fluids are not particularly successful in this respect due to the fact that considerable amounts of valuable fluid components and additives are lost.

Skjønt det er en overlapping i størrelsesfordel-ingen av de tre typer av faste stoffer som vannbasert borevæske inneholder, vil hovedmengden av partiklene av hver type vanligvis ligge innenfor forskjellige størrelsesområder. I henhold til oppfinnelsen har man funnet at betraktelige mengder av de utborede partikler av sand- og silt-størrelse kan fjernes fra borevæskesystemet samtidig som tapet av barytt og andre verdifulle tilsatsstoffer gjøres minst mulig. Although there is an overlap in the size distribution of the three types of solids that water-based drilling fluid contains, the bulk of the particles of each type will usually lie within different size ranges. According to the invention, it has been found that considerable quantities of the drilled out particles of sand and silt size can be removed from the drilling fluid system while the loss of barite and other valuable additives is kept to a minimum.

Foreliggende oppfinnelse vil bli beskrevet generelt under henvisning til strømningsdiagrammet på fig. 1, og mer spesielt under henvisning til apparaturen vist på fig. 2. En borevæske som kan være en vannbasert, oljebasert eller emulgert væske trekkes fra et borehull og føres gjennom et første silstadium hvor store partikler av utborede faste stoffer siles ut og fjernes. Partikkelstørrelsen av disse faste stoffer vil avhenge av maskestørrelsen på den sil som benyttes, og vil normalt være en maskestørrelse på mellom 10 og 100. Borevæsken som strømmer gjennom den første sil går så gjennom et sentrifugalt separasjonsstadium for videre utskilling av faste stoffer. I dette stadium separeres væsken sentrifugalt i en lavtetthets effluent og en høytetthets grøt. Effluenten som inneholder praktisk talt all bentoniten, dersom dette brytes, samt betraktelige mengder av barytt, føres tilbake til borevæskesysternet. Avhengig av partikkel-størrelsen kan utborede faste stoffer også være tilstede i effluenten. Mengden av utborede faste stoffer i effluenten kan minskes ved å anvende fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen på et meget tidlig stadium i boreoperasjonen. Dette vil medføre at man tidlig fjerner store utborede partikler og således forebygger at disse mekanisk brytes ned til partikler av silt eller leirstørrelse som er særdeles vanskelig å skille ut. Den utseparerte grøt består hovedsakelig av barytt og utborede stoffer og behandles videre gjennom et annet silstadium. I dette stadium siles ytterligere mengder av utborede partikler ut og fjernes, mens det meste av barytten passerer og returneres til væskesystemet. Forsøk har vist at den overveiende del av de utborede faste partikler i grøten fjernes fra væsken i det annet silstadium. The present invention will be described generally with reference to the flow diagram in fig. 1, and more particularly with reference to the apparatus shown in fig. 2. A drilling fluid which can be a water-based, oil-based or emulsified fluid is drawn from a borehole and passed through a first screening stage where large particles of drilled solids are screened out and removed. The particle size of these solids will depend on the mesh size of the sieve used, and will normally be a mesh size of between 10 and 100. The drilling fluid that flows through the first sieve then goes through a centrifugal separation stage for further separation of solids. In this stage, the liquid is separated centrifugally into a low-density effluent and a high-density slurry. The effluent, which contains practically all the bentonite, if this is broken, as well as considerable amounts of barite, is returned to the drilling fluid system. Depending on the particle size, excavated solids may also be present in the effluent. The quantity of drilled out solids in the effluent can be reduced by using the method according to the invention at a very early stage in the drilling operation. This will mean that large excavated particles are removed early and thus prevent these mechanically breaking down into particles of silt or clay size which are extremely difficult to separate. The separated mash mainly consists of barite and excavated substances and is further processed through another sieve stage. At this stage, additional amounts of drilled particles are screened out and removed, while most of the barite passes through and is returned to the fluid system. Experiments have shown that the majority of the drilled out solid particles in the porridge are removed from the liquid in the second sieve stage.

Sentrifugeringsoperasjonen kan utføres på hver av de sentrifugeseparatorer som for tiden benyttes for behandling av borevæske. Disse omfatter hydrosykloner, som ofte kalles sandfjernere eller silt-fjernere og sentrifuger. Hydrosykloner er imidlertid å foretrekke fordi de slipper ut en grøt som så kan siktes i det annet silstadium. Dessuten benyttes hydrosykloner normalt for å behandle borevæsken med samme sirkulasjonshastighet som denne sirkulerer i borehullet, mens sentrifuger normalt benyttes for kun å behandle endel av borevæsken. Det er å foretrekke at hele borevæsken behandles for å fjerne faste partikler så raskt som mulig. Et tilstrekkelig antall hydrosykloner bør være anordnet for at hele mengden av borevæske kan behandles mens den sirkulerer med normal hastighet. Fjerning av store utborede partikler i det første silstadium gjør at sentrifugalseparatorene fungerer mer effektivt. Store partikler har en tendens til å tette sentrifugalseparatorene, særlig hydrosyklonene. The centrifugation operation can be carried out on each of the centrifuge separators currently used for treating drilling fluid. These include hydrocyclones, which are often called sand removers or silt removers and centrifuges. However, hydrocyclones are preferable because they release a mush which can then be sieved in the second sieve stage. Furthermore, hydrocyclones are normally used to treat the drilling fluid at the same circulation speed as it circulates in the borehole, while centrifuges are normally used to treat only part of the drilling fluid. It is preferable that the entire drilling fluid is treated to remove solid particles as quickly as possible. A sufficient number of hydrocyclones should be provided so that the entire quantity of drilling fluid can be processed while circulating at normal speed. Removal of large excavated particles in the first screening stage makes the centrifugal separators work more efficiently. Large particles tend to clog the centrifugal separators, especially the hydrocyclones.

Silene for å foreta første og annen siling er The sieves for first and second screening are

siler av vibrerende typer, i det følgende kalt første og annen vibrerende sil. Som benyttet i beskrivelsen er en vibrerende sil en sil som gis en periodisk bevegelse eller svingning med gitt frekvens. Avhengig av silkonstruksjonen kan bevegelsen være vekselvis, hvirvlende, sirkulær, spiralformet, kombina-sjoner av disse eller annen spesiell bevegelse. Som nevnt ovenfor må den annen vibrerende sil være betraktelig finere enn den første vibrerende sil. Maskestørrelsen på den annen vibrerende sil er fortrinnsvis mellom 100 og 325. Det bemerkes at ettersom understrømsgrøten representerer bare en del av den totale væskestrøm, kan den annen vibrerende sil være langt finere enn hva som ville være mulig dersom hele væskestrømmen skulle passere den annen vibrerende sil. Forsøk med maske-størrelser på 100, 140 og 200 har vist at betraktelige mengder av utborede partikler kan fjernes i den annen siling, mens på samme tid bare ubetydelige mengder av barytt tapes. sieves of vibrating types, hereinafter called first and second vibrating sieves. As used in the description, a vibrating sieve is a sieve which is given a periodic movement or oscillation with a given frequency. Depending on the sieve construction, the movement can be alternating, swirling, circular, spiral, combinations of these or other special movement. As mentioned above, the second vibrating screen must be considerably finer than the first vibrating screen. The mesh size of the second vibrating screen is preferably between 100 and 325. It is noted that since the underflow slurry represents only a portion of the total liquid stream, the second vibrating screen can be much finer than would be possible if the entire liquid stream were to pass the second vibrating screen . Experiments with mesh sizes of 100, 140 and 200 have shown that considerable quantities of drilled out particles can be removed in the second sieve, while at the same time only negligible quantities of barite are lost.

Den følgende tabell viser de foretrukne størrelses-områder for første og andre vibrerende sil, med fire forskjellige standardbetegnelser. The following table shows the preferred size ranges for first and second vibrating screens, with four different standard designations.

Sileprosessen i annet stadiums sil kan forbedres ved å anordne et sprøytesystem for å vaske de partikler som samles opp på silen. De mindre partikler av barytt vil dels feste seg på de større partikler som samles opp på silen. Ved å spyle de utsilte materialer med en vaskevæske eller borevæske kan mengden av tapt barytt reduseres. The sieving process in the second stage sieve can be improved by arranging a spray system to wash the particles collected on the sieve. The smaller particles of barite will partly stick to the larger particles that are collected on the sieve. By flushing the seeped materials with a washing fluid or drilling fluid, the amount of lost barite can be reduced.

Effluenten fra sentrifugalseparåtoren eller sepa-ratorene og fra den del av understrømsgrøten som passerer annen vibrerende sil, returneres til borevæskesysternet. Alternativt kan den del av. understrømsgrøten som passerer annen vibrerende sil og effluenten eller deler av denne lagres og gjeninnføres i systemet etterhvert som dette er ønskelig. The effluent from the centrifugal separator or separators and from the part of the underflow slurry that passes another vibrating screen is returned to the drilling fluid system. Alternatively, it can part of. the underflow porridge that passes another vibrating sieve and the effluent or parts of it are stored and reintroduced into the system as and when this is desired.

Den ovenfor beskrevne tre-stadiums behandling av borevæske i henhold til foreliggende oppfinnelse kan utføres ved apparaturen som vist på fig. 2. Apparaturen omfatter tre hovedkomponenter, en første vibrerende sil 10, en sentrifugalseparator 11 og en annen vibrerende sil 12. Disse komponenter er konstruert for å installeres i et konvensjonelt boresystem som kan være meget komplekst og omfatte en rekke tanker og en rekke forskjellige væskebehandlingsanordninger eller systemet kan være meget enkelt og bestå av et minimum antall tanker og behandlingsutstyr. Borevæskepumper, vanligvis av duplex, dobbeltvirkende, resiprokerende type, benyttes for å sirkulere borevæske fra overflaten gjennom borestrengen og ned i brønnen, opp gjennom brønnen på utsiden av borestrengen og tilbake til overflaten. Disse pumper og måten hvorpå de benyttes for å sirkulere væsken i brønnen er vel kjent og vil derfor ikke bli beskrevet ytterligere. The above-described three-stage treatment of drilling fluid according to the present invention can be carried out by the apparatus as shown in fig. 2. The apparatus comprises three main components, a first vibrating screen 10, a centrifugal separator 11 and a second vibrating screen 12. These components are designed to be installed in a conventional drilling system which can be very complex and include a number of tanks and a number of different fluid treatment devices or the system can be very simple and consist of a minimum number of tanks and treatment equipment. Drilling fluid pumps, usually of the duplex, double-acting, reciprocating type, are used to circulate drilling fluid from the surface through the drill string down into the well, up through the well on the outside of the drill string and back to the surface. These pumps and the way in which they are used to circulate the liquid in the well are well known and will therefore not be described further.

Som ovenfor nevnt vil den første vibrerende sil 10 vanligvis være en "shale shaker" av kjent konstruksjon med en silstørrelse på mellom 10 og 100. Maskestørrelsen bør være så liten som mulig, men på grunn av tendensen til tilstopping av fine siler, benytter man sjelden finere sil enn maskestør-relse 80. Som vist på fig. 2 er den første vibrerende sil anvendt over en tank 13 i væskesystemet og er forbundet til brønnhodet (ikke vist) ved ledningen 14. Et skrått silbrett 15 vibreres på kjent måte. Borevæske fra borehullet føres inn på den vibrerende sil, passerer gjennom silbrettet 15 som skiller ut de store partikler og væsken strømmer ned i tanken 13. De utskilte partikler fjernes og anbringes f.eks. i en avfallsgrop (ikke vist). As mentioned above, the first vibrating sieve 10 will usually be a "shale shaker" of known construction with a sieve size of between 10 and 100. The mesh size should be as small as possible, but due to the tendency to clogging of fine sieves, one rarely uses finer sieve than mesh size 80. As shown in fig. 2, the first vibrating screen is used over a tank 13 in the liquid system and is connected to the wellhead (not shown) by the line 14. An inclined screen board 15 is vibrated in a known manner. Drilling fluid from the borehole is fed onto the vibrating sieve, passes through the sieve tray 15 which separates the large particles and the liquid flows down into the tank 13. The separated particles are removed and placed e.g. in a waste pit (not shown).

Sentrifugalseparatoren 11, vist på tegningen, består av et flertall hydrosykloner med liten diameter, forbundet i parallell. Disse anordninger er utformet som koniske skall og kalles silutskillere eller sandutskillere avhengig av dia-meteren på kjeglen. Hver av kjeglene er forsynt med et over-løp, hvorigjennom effluenten passerer, og med en liten åpning i kjeglespissen hvorigjennom understrømsgrøten passerer. Hydrosyklohene 11 er forbundet i parallell ved ledningen 17 som går fra tanken 13 og foranstalter individuelle innløpsled-ninger (ikke vist) for hver av hydrosyklonene 11. Innløps-ledningene innfører borevæske tangensiélt i hver av hydrosyklonene 11. Tangensialhastigheten av væsken som strømmer inn i hydrosyklonen 11 etablerer et sentrifugalt kraftfelt. Væsken beveger seg i spiral nedover mot kjeglens toppunkt og deretter i spiral tilbake oppover gjennom kjeglens sentrum og føres ut gjennom overløpsåpningen som lavtetthetseffluent. Sen-trifugalkraften som induseres av spiralbevegelsen tvinger faste partikler utover mot kjegleveggene, hvor de gjennom sin tyngde faller ned gjennom understrømsåpningen i kjeglens spiss. The centrifugal separator 11, shown in the drawing, consists of a plurality of small diameter hydrocyclones connected in parallel. These devices are designed as conical shells and are called sieve separators or sand separators depending on the diameter of the cone. Each of the cones is provided with an overflow, through which the effluent passes, and with a small opening in the tip of the cone through which the underflow porridge passes. The hydrocyclones 11 are connected in parallel by the line 17 which runs from the tank 13 and provides individual inlet lines (not shown) for each of the hydrocyclones 11. The inlet lines introduce drilling fluid tangentially into each of the hydrocyclones 11. The tangential velocity of the fluid flowing into the hydrocyclone 11 establishes a centrifugal force field. The liquid moves in a spiral downwards towards the apex of the cone and then spirals back upwards through the center of the cone and is discharged through the overflow opening as a low-density effluent. The late-trifugal force induced by the spiral motion forces solid particles outwards against the cone walls, where they fall by their weight through the underflow opening at the tip of the cone.

Effluenten fra hver hydrosyklon 11 samles opp i et samlerør 18, strømmer gjennom ledningen 19 og slippes ut i væskesystemtanken 20. Spissen av hver hydrosyklon 11 er forsynt med en reguleringsmutter 22 for å styre utløpshastig-heten på understrømsgrøten. Normalt kreves mellom 8 og 16 hydrosykloner med liten diameter, altså silutskillere, for å behandle hele væskestrømmen. Hydrosykloner med større diameter, altså sandutskillere, har høyere væskekapasitet og skjønt ferre slike enheter kreves for å behandle hele strøm-men, gir de ikke så fullstendig utskillelse av partikler som de små kjegler. Det er å foretrekke at hydrosyklonene 11 har en kjeglediameter på 15 cm eller mindre, og fortrinnsvis 10 cm eller mindre. The effluent from each hydrocyclone 11 is collected in a collecting pipe 18, flows through the line 19 and is discharged into the liquid system tank 20. The tip of each hydrocyclone 11 is provided with a regulating nut 22 to control the discharge speed of the underflow porridge. Normally, between 8 and 16 small-diameter hydrocyclones, i.e. screen separators, are required to treat the entire liquid stream. Hydrocyclones with a larger diameter, i.e. sand separators, have a higher liquid capacity and although several such units are required to treat the entire stream, they do not provide as complete separation of particles as the small cones. It is preferable that the hydrocyclones 11 have a cone diameter of 15 cm or less, and preferably 10 cm or less.

Understrømsgrøten fra hver av hydrosyklonene 11 samles opp i trau 2 3 og strømmer ved sin tyngde ned i den underliggende annen vibrerende sil 12. Denne består av en ramme 24 montert på et stasjonært fundament 25 ved hjelp av en rekke fjærer 26, en sil 27 anbragt i rammen 24, samt en anordning for å gi rammen 24 og silen 27 en vibrerende bevegelse. Det benyttes en sirkulær ramme med en sirkulær sil, og det er anordnet en motor 28 med eksentervekter 29 og 30, for å gi det hele en vibrerende bevegelse. Som vvist er motoren 28 festet til rammen 24 ved en montering 32. Eksenter-vektene 29 og 30 er montert i motsatte ender av motorakselen som er anbragt vertikalt. Rotasjon av den øvre vekt 29 induserer horisontal vibrasjon, mens rotasjon av den nedre vekt 30 induserer vibrasjon i vertikal- og tangensialplanene. Vibrasjon av silen 27 bevirker at materiale som er samlet opp på denne, beveger seg fra silens sentrum til periferien. Silpro-sessens karakteristikk kan varieres ved å regulere såvel stør-relsen på vektene 29 og 30 som deres relative vinkelposisjon. Vibrasjonsfrekvensen motsvarer motorhastigheten. Normalt vil denne type av separator benytte en motor med 1200 eller 1800 omdreininger pr. minutt. Silen 27 festet i rammen 24 The underflow slurry from each of the hydrocyclones 11 is collected in trough 2 3 and flows by its weight into the underlying second vibrating sieve 12. This consists of a frame 24 mounted on a stationary foundation 25 by means of a series of springs 26, a sieve 27 placed in the frame 24, as well as a device for giving the frame 24 and the strainer 27 a vibrating movement. A circular frame with a circular strainer is used, and a motor 28 with eccentric weights 29 and 30 is arranged to give the whole thing a vibrating movement. As shown, the motor 28 is attached to the frame 24 by a mounting 32. The eccentric weights 29 and 30 are mounted at opposite ends of the motor shaft which is arranged vertically. Rotation of the upper weight 29 induces horizontal vibration, while rotation of the lower weight 30 induces vibration in the vertical and tangential planes. Vibration of the strainer 27 causes material collected on it to move from the center of the strainer to the periphery. The characteristics of the Silpro session can be varied by regulating both the size of the weights 29 and 30 and their relative angular position. The vibration frequency corresponds to the engine speed. Normally, this type of separator will use a motor with 1200 or 1800 rpm. minute. The strainer 27 fixed in the frame 24

er anbragt i et horisontalplan. En åpning 31 utformet i rammen 24 over og nær den ytre periferi av silen 27, tjener som utløp for det materiale som samles opp på silen 27. Under silen 27 er det et kuppelformet dekk 35. Partikler som passerer gjennom silen 27 samles opp på dekket 35 og beveges radielt utad, og slippes ut gjennom den perifere åpning 33 som er tildannet i det nedre parti av rammen 24. De partikler som føres ut gjennom åpningen 31 går ut gjennom trauet 34, is arranged in a horizontal plane. An opening 31 formed in the frame 24 above and near the outer periphery of the strainer 27 serves as an outlet for the material collected on the strainer 27. Below the strainer 27 is a dome-shaped deck 35. Particles passing through the strainer 27 are collected on the deck 35 and is moved radially outwards, and is discharged through the peripheral opening 33 which is formed in the lower part of the frame 24. The particles which are carried out through the opening 31 exit through the trough 34,

og grøten som passerer silen 27 og åpningen 33 føres inn i and the porridge that passes the sieve 27 and the opening 33 is fed into

systemtanken 20. the system tank 20.

Den annen vibrerende sil 12 kan også omfatte en vaskeinnretning betegnet generelt med 37. En dysering 38 med et flertall vaskedyser 30 er opphengt i rammen 24 ovenfor silen 27. Den væske som strømmer ut av vaskedysene 39 spyler materiale som er samlet opp på silen 27. Spyleanordningen 37 kan tilføres vann eller annen vaskevæske som er kompatibel med den borevæske som behandles, gjennom en ledning 40 eller alternativt med borevæsken gjennom ledningen 41. The second vibrating strainer 12 can also comprise a washing device generally denoted by 37. A nozzle ring 38 with a plurality of washing nozzles 30 is suspended in the frame 24 above the strainer 27. The liquid that flows out of the washing nozzles 39 flushes material collected on the strainer 27. The flushing device 37 can be supplied with water or other washing liquid that is compatible with the drilling fluid being treated, through a line 40 or alternatively with the drilling fluid through the line 41.

Skjønt foreliggende oppfinnelse er blitt beskrevet i forbindelse med spesifikt utstyr, er det klart at andre typer av utstyr som ikke er nevnt, også kan benyttes. Dessuten kan oppfinnelsen benyttes for å behandle enhver type av vektøkende borevæske. Alt som er nødvendig er at den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av det vektøkende materiale er mindre enn den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av en del av de utborede partikler. Although the present invention has been described in connection with specific equipment, it is clear that other types of equipment not mentioned can also be used. Furthermore, the invention can be used to treat any type of weight-increasing drilling fluid. All that is required is that the average particle size of the weight increasing material is smaller than the average particle size of a portion of the excavated particles.

Uansett det spesifikke utstyr som benyttes, kan de sentrifugale saparatorer, dvs. hydrosyklonene, og den annen vibrerende sil 12 monteres som en enhet på en passende under-konstruksjon som understøtter disse komponenter såvel som annet hjelpeutstyr. En slik konstruksjon gjør enheten flytt-bar og muliggjør at den kan anbringes *over en vanlig bore-væsketank, såsom tanken 20, vist på fig. 2. ;Under operasjon føres en borevæske som trekkes ;fra borehullet gjennom den første vibrerende sil 10 og pumpes så ved hjelp av en hjelpepumpe 36 gjennom hydrosyklonene 11 som er forbundet i parallell. Når strømningen er igang, kan man regulere hydrosyklonmutrene 22 slik at man får en ut-sprøyting av understrømsgrøten. Volumet av understrømsgrøten vil normalt være mindre enn ca. 10 % av den totale mengde væske som innføres i hydrosyklonene 11. Lavtetthets effluenten fra hydrosyklonene 11 returneres til væskesystemet gjennom samlerøret 18 og ledningen 19. Understrømsgrøten som samles opp i trauet 23 strømmer ved sin tyngde inn i den annen vibrerende sil 12. Grøten ledes mot sentrum av silen 27. De små partikler og det meste av væsken passerer silen ;27 og føres ned på den hvelvede plate 35 og endelig gjennom utløpsåpningen 33. Materialer som samles opp på silen 27 vibreres i sirkulær og radiell retning mot den ytre peri- ;feri av silen 27, hvor det samles opp og føres ut gjennom åpningen 31. Dette materiale kasseres. Strømningskapasi-teten av den vibrerende sil 12 og sileffektiviteten kan re-guleres ved å variere vibrasjonsfrekvensen, antallet av vekter og de relative vinkélposisjoner av disse. Disse regu-leringer kan varieres ved forsøk inntil man får den beste ytelse. ;Under operasjonsforhold kan innholdet i tanken 20 som mottar lavtetthets effluenten og understrømningen fra den annen vibrerende sil 12, settes i bevegelse for å sikre at barytten fordeles jevnt i væsken. ;De følgende eksempler viser effektiviteten av fremgangsmåten og apparaturen i henhold til oppfinnelsen med sikte på å fjerne utborede faste partikler fra en vekttilsatt borevæske. Apparaturen som ble benyttet i første forsøk omfattet 10 stykker 10 cm hydrosykloner og en 120 cm vibrerende sil. En sentrifugalpumpe på 20 hk leverte væske til hver av hydrosyklonene forbundet i parallell under et trykk på ca. 2,5 atmosfærer. Silen anvendt i separatoren var en 120 tensil boltduk som i vaskestørrelse tilsvarer vaskestørrelsen 100 av U.S. Standard Sieve Series. En motor med 1800 omdreininger pr. minutt og forsynt med øvre og nedre vekter ble benyttet for å vibrere silen. Under initial operasjon ble antallet av vekter og vinkélposisjonene av disse regulert slik at man fikk den beste ytelse. Den væske som ble benyttet til forsøket var en vannbasert betonitvæske som inneholdt barytt og utborede partikler og som hadde følgende egenskaper: ;Borevæske ble innført i hydrosyklonene med en ;total gjennomsnittsstrøm på 1440 liter pr. minutt og under-strømsgrøten fra fem av hydrosyklonene ble behandlet gjen- ;nom den vibrerende sil. Volumstrømningshastigheten av hydrosyklon-effluentén, hydrosyklon understrømsgrøten, materiale utskilt av den vibrerende sil og materiale som passerte den vibrerende sil, ble periodisk målt. Prøver ble tatt i hver av disse stadier og analysert. ;Resultatet av forsøket som varte omtrent 1 time er gitt nedenfor. Ca. 92 vektprosent av de faste stoffer i hydrosyklon-effluenten hadde en partikkelstørrelse mindre enn 30/1000 mm, hvilket indikerer at hydrosyklonene opererte tilfredsstillende. Ca. 67 vektprosent av de faste stoffer i understrømsgrøten hadde en partikkelstørrelse i området 20 - 50/1000 mm med omtrent like mengder av partikler større og mindré enn dette område. Den vibrerende sil slapp gjennom ca. 82 % og holdt tilbake ca. 18 % av barytten og slapp gjennom 54 % og holdt tilbake ca. 56 % av de utborede faste partikler som understrømsgrøten inneholdt. ;Et annet forsøk ble foretatt ved samme apparatur modifisert i den henseende at en spyleanordning ble installert ;for å spyle de partikler som ble.samlet opp av den vibrerende sil. Spyleanordningen omfattet seks spyledyser. Det ble pumpet vann til spyleanordningen med et trykj: på 1,34 kp/cm 2. Borevæsken som inneholdt barytt og utborede partikler hadde føl-gende egenskaper : ;;Borevæsken ble pumpet inn i de ti hydrosykloner med en total gjennomsnittsstrøm på 1540 liter pr. minutt. Un-derstrømsgrøten fra fem av hydrosyklonene ble ført ned i den vibrerende sil. I dette forsøket ble praktisk talt all barytten sammen med 39 % av de utborede partikler i hydro-syklongrøten gjenvunnet og ca. 61 % av de utborede partikler ble utskilt og kassert. ;Partikkelreguleringsteknikken i henhold til opp- ' finnelsen ble ytterligere testet under en aktuell boreopera-^ sjon. Det ble boret en brønn i det sydlige Louisiana ved en vekttilsatt bentonit vannbasert borevæske med følgende egenskaper : ;Den første vibrerende sil var forsynt med bore-ryggens "shale shaker" som var av dobbeltdekktypen med en øvre sil med en maskestørrelse 30 og en nedre sil med maske-størrelse 50. ;En enhet montert på meier og bestående av ti 10 cm hydrosykloner og en vibrerende sil ble anbragt over en bore-væsketank av kjent type i systemet. Den vibrerende sil var en dobbeltdekket vibrerende silseparator på 120 cm. Denne vibrerende sil er lignende den som er vist på fig. 2 og som ovenfor er beskrevet med unntagelse av at den omfatter to silenheter anbragt den ene over den annen. Hver silenhet er forsynt med en sil og en underliggende hvelvet plate og at-skilte utløp for utslipp av det utskilte materiale og det gjennomgående materiale. Toppsilen var en 230 strekksilduk og bunnsilen var en 165 strekksilduk. Disse duker har maske-størrelser som tilsvarer henholdsvis 200 og 140 i U.S. Standard Sieve Series. En strømningsdeler ved innløpet av den vibrerende sil leder inngående materialer til hver av separatorenhetene. En vannspyler ble montert over toppsilen. En slik dobbeltdekket separator omfatter således to silenheter forbundet i parallell. Silenhetene er montert på samme fundament, og vib-rering av enhetene skjer ved hjelp av en motor med øvre og nedre vekter på akselen, og som løper med 1800 omdreininger. ;Borevæske med en tetthet på mellom 1,20 og 1,27 kg pr. liter strømmet fra borehullet gjennom "shale shakeren" ;som fjernet store utborede partikler. Væsken ble så pumpet med normal sirkulasjonshastighet gjennom hydrosyklonene. Pumpe- ;hastigheten og pumpétrykket var gjennomsnittlig 1360 liter pr. minutt og ca. 2,5 kp pr. cm 2. Hydrosyklonene separerte væsken i en lavtetthets effluent som ble returnert til væskesystemet, og en høytetthets understrømsgrøt. Under-strømsgrøten ble videre behandlet gjennom den vibrerende sil. Volumet av matériale som ble ført ut fra hver av silenhetene på den vibrerende sil ble målt, og innholdet av barytt og utborede partikler ble bestemt . Materialer som ble fjernet av den vibrerénde sil under den 8 timers for-søksperiode hadde følgende gjerinomsnittsegénskaper : • ;Under forsøket var mengden av barytt som ble utskilt gjennomsnittlig 7,4 kg pr. time, mens mengden av utborede faste stoffer som ble utskilt var gjennomsnittlig 500 kg. pr. time. Mengden av barytt som ble utskilt var mindre enn 1 % av den totale baryttmengde som ble innført i hydrosyklonene. Under de tidligere stadier av forsøket var mengden av utskilte borepartikler 800 kg pr. time, men etterhvert som innholdet av faste stoffer i„ væsken ble redusert gjennom behandlingen i henhold til oppfinnelsen, avtok mengden av borepartikler gradvis til et minimum på 310 kg pr. time. ;Behandlingen av borevæsken yed fremgangsmåten og systemet i henhold til oppfinnelsen ble fortsatt i ytterligere 8 timer etter at borevæsketettheten ble økt fra 12,7 til ;13,2 kg pr. liter gjennom tilsats av barytt. Under denne fase av forsøket hadde de materialer som ble utskilt av den vibrerende sil følgende gjennomsnittsegenskaper : ;;Under denne forsøksperiode var mengden av utskilt barytt gjennomsnittlig 129 kg pr. time* mens mengden av utskilte borepartikler var gjennomsnittlig 184 kg. pr. time. Under de to siste timer av testen ble spyletrykket økt fra Regardless of the specific equipment used, the centrifugal separators, i.e. the hydrocyclones, and the second vibrating screen 12 can be mounted as a unit on a suitable substructure which supports these components as well as other auxiliary equipment. Such a construction makes the unit portable and enables it to be placed over a conventional drilling fluid tank, such as tank 20, shown in fig. 2. During operation, a drilling fluid drawn from the borehole is passed through the first vibrating screen 10 and then pumped by means of an auxiliary pump 36 through the hydrocyclones 11 which are connected in parallel. When the flow is underway, the hydrocyclone nuts 22 can be adjusted so that the underflow porridge is sprayed out. The volume of the underflow porridge will normally be less than approx. 10% of the total amount of liquid that is introduced into the hydrocyclones 11. The low-density effluent from the hydrocyclones 11 is returned to the liquid system through the collecting pipe 18 and the line 19. The underflow porridge that is collected in the trough 23 flows by its weight into the second vibrating sieve 12. The porridge is led towards the center of the strainer 27. The small particles and most of the liquid pass through the strainer ;27 and are led down onto the domed plate 35 and finally through the outlet opening 33. Materials collected on the strainer 27 are vibrated in a circular and radial direction towards the outer peri- ; feri of the sieve 27, where it is collected and led out through the opening 31. This material is discarded. The flow capacity of the vibrating sieve 12 and the sieve efficiency can be regulated by varying the vibration frequency, the number of weights and the relative angular positions thereof. These regulations can be varied by trial and error until the best performance is obtained. Under operating conditions, the contents of the tank 20 which receives the low density effluent and the underflow from the second vibrating screen 12 can be set in motion to ensure that the barite is evenly distributed in the liquid. The following examples show the effectiveness of the method and apparatus according to the invention with the aim of removing drilled out solid particles from a weighted drilling fluid. The equipment used in the first trial comprised 10 pieces of 10 cm hydrocyclones and a 120 cm vibrating sieve. A centrifugal pump of 20 hp supplied liquid to each of the hydrocyclones connected in parallel under a pressure of approx. 2.5 atmospheres. The screen used in the separator was a 120 tensile bolt cloth which in wash size corresponds to the wash size 100 of the U.S. Standard Sieve Series. An engine with 1800 revolutions per minute and provided with upper and lower weights were used to vibrate the sieve. During initial operation, the number of weights and their angular positions were regulated so that the best performance was obtained. The fluid used for the experiment was a water-based betonite fluid containing barite and drilled particles and which had the following properties: Drilling fluid was introduced into the hydrocyclones with a total average flow of 1440 liters per minute and the underflow porridge from five of the hydrocyclones was treated through the vibrating screen. The volume flow rates of the hydrocyclone effluent, hydrocyclone underflow slurry, material separated by the vibrating screen and material passing the vibrating screen were periodically measured. Samples were taken at each of these stages and analyzed. ;The result of the experiment which lasted about 1 hour is given below. About. 92 percent by weight of the solids in the hydrocyclone effluent had a particle size smaller than 30/1000 mm, indicating that the hydrocyclones operated satisfactorily. About. 67 percent by weight of the solids in the underflow porridge had a particle size in the range 20 - 50/1000 mm with approximately equal amounts of particles larger and smaller than this range. The vibrating sieve let through approx. 82% and withheld approx. 18% of the barite and let through 54% and retained approx. 56% of the excavated solid particles contained in the underflow porridge. Another experiment was carried out with the same apparatus modified in that a flushing device was installed to flush the particles collected by the vibrating screen. The flushing device comprised six flushing nozzles. Water was pumped to the flushing device with a pressure of 1.34 kp/cm 2. The drilling fluid, which contained barite and drilled out particles, had the following properties: ;;The drilling fluid was pumped into the ten hydrocyclones with a total average flow of 1540 liters per . minute. The underflow slurry from five of the hydrocyclones was led down into the vibrating screen. In this experiment, practically all the barite together with 39% of the drilled out particles in the hydro-cyclone slurry was recovered and approx. 61% of the excavated particles were separated and discarded. The particle control technique according to the invention was further tested during a current drilling operation. A well was drilled in southern Louisiana using a weighted bentonite water-based drilling fluid with the following properties: The first vibrating screen was equipped with the drill ridge "shale shaker" which was of the double deck type with an upper screen with a mesh size of 30 and a lower screen with mesh size 50. ;A unit mounted on a milker and consisting of ten 10 cm hydrocyclones and a vibrating screen was placed over a drilling fluid tank of a known type in the system. The vibrating sieve was a double-decked vibrating sieve separator of 120 cm. This vibrating screen is similar to that shown in fig. 2 and as described above with the exception that it comprises two filter units placed one above the other. Each strainer unit is provided with a strainer and an underlying domed plate and at-separate outlets for discharge of the separated material and the through material. The top strainer was a 230 gauge strainer and the bottom strainer was a 165 strain strainer. These cloths have mesh sizes corresponding to 200 and 140 respectively in the U.S. Standard Sieve Series. A flow divider at the inlet of the vibrating screen directs incoming materials to each of the separator units. A water washer was fitted above the top strainer. Such a double-covered separator thus comprises two sieve units connected in parallel. The sieve units are mounted on the same foundation, and vibration of the units takes place with the help of a motor with upper and lower weights on the shaft, and which runs at 1800 revolutions. ;Drilling fluid with a density of between 1.20 and 1.27 kg per liters flowed from the borehole through the "shale shaker"; which removed large drilled out particles. The liquid was then pumped at normal circulation speed through the hydrocyclones. The pumping speed and pumping pressure averaged 1,360 liters per minute and approx. 2.5 kp per cm 2. The hydrocyclones separated the liquid into a low-density effluent that was returned to the liquid system, and a high-density underflow slurry. The underflow porridge was further processed through the vibrating screen. The volume of material discharged from each of the screen units on the vibrating screen was measured, and the content of barite and excavated particles was determined. Materials that were removed by the vibrating screen during the 8-hour test period had the following cross-sectional characteristics: • ;During the test, the amount of barite that was separated was an average of 7.4 kg per hour, while the amount of excavated solids that were separated was an average of 500 kg. per hour. The amount of barite that was separated was less than 1% of the total amount of barite that was introduced into the hydrocyclones. During the earlier stages of the experiment, the amount of separated drilling particles was 800 kg per hour, but as the content of solids in the liquid was reduced through the treatment according to the invention, the amount of drilling particles gradually decreased to a minimum of 310 kg per hour. hour. The treatment of the drilling fluid with the method and system according to the invention was continued for a further 8 hours after the drilling fluid density was increased from 12.7 to 13.2 kg per liter through the addition of baryte. During this phase of the experiment, the materials that were separated by the vibrating screen had the following average characteristics: During this experimental period, the amount of separated barite averaged 129 kg per hour*, while the amount of discharged drilling particles averaged 184 kg. per hour. During the last two hours of the test, the flushing pressure was increased from

2 2 2 2

ca. 0,28 kp pr. cm til ca. 0,84 kp pr. cm . Dette redu-serte baryttinnhold i det utskilte materiale til 8,3 volum-prosent og mengden av barytt som ble utskilt til 107 kg. about. 0.28 kp per cm to approx. 0.84 kp per cm. This reduced the barite content in the secreted material to 8.3 volume percent and the amount of barite that was secreted to 107 kg.

pr. time. per hour.

De ovenfor beskrevne forsøk viser at fremgangsmåten og apparaturen i henhold til foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å fjerne betraktelige mengder av borepartikler, mens man på samme tid gjenvinner den overveiende del av den tilsatte barytt. Skjønt oppfinnelsen kan benyttes for å redusere faststoffinnholdet av borevæsken, som vist ved de ovenfor beskrevne feltforsøk, ligger hovedgevinsten ved oppfinnelsen i at den&anvendes for å forhindre akkumulering av borepartikler i væsken. Av denne grunn bør behandlingen av borevæsken i henhold til oppfinnelsen igangsettes på et tidligere stadium, hvor en borevæske tilsatt vektøkende materiale benyttes i boreoperasjonen og deretter fortsettes. The experiments described above show that the method and apparatus according to the present invention make it possible to remove considerable amounts of drill particles, while at the same time recovering the predominant part of the added barite. Although the invention can be used to reduce the solids content of the drilling fluid, as shown by the field tests described above, the main advantage of the invention is that it is used to prevent the accumulation of drilling particles in the fluid. For this reason, the treatment of the drilling fluid according to the invention should be initiated at an earlier stage, where a drilling fluid with added weight-increasing material is used in the drilling operation and then continued.

Claims

1. Method for removing drilling particles from a drilling fluid that is circulated in a borehole, and contains drilling particles and a particulate weight-increasing material, preferably barite, where the average particle size for the weight-increasing material is smaller than the average particle size for part of the drilling particles, characterized in that the drilling fluid is first sieved to remove part of the drilling particles, where the dividing line for the first sieve is between 150 and 2000 microns, after which the drilling fluid that passes the first sieve is subjected to a centrifugal separation, where the drilling fluid is separated in an overflow with a smaller specific gravity and an underflow containing drilling particles and weight-increasing material, whereby the overflow is returned to the drilling fluid circulating in the borehole and the underflow, for separation of drilling particles, is subjected to a further sieve, whereby fluid passing the second sieve and containing weight-increasing material is likewise returned to the circular erent drilling fluid, and in that the dividing line for the second screening is between 44 and 150 microns.

2. Device for carrying out the method specified in claim 1, comprising surface tanks for receiving and storing drilling fluid that is circulated to the borehole, a first screen for screening drilling fluid fed to the surface tanks, a centrifugal separator and a further vibrating screen, characterized in that the latter vibrating screen has a mesh size of between 100 mesh and 325 mesh according to the U.S. Standard Sieve Series.

3. Device as stated in claim 2, characterized in that the first sieve is a vibrating sieve with a mesh size of between 10 and 100 mesh (according to the U.S. Standard Sieve Series).